致密砂巖氣藏水平井全通徑分段壓裂改造實(shí)踐及認(rèn)識(shí)

李凌川

（中國(guó)石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院）

李凌川.致密砂巖氣藏水平井全通徑分段壓裂改造實(shí)踐及認(rèn)識(shí).鉆采工藝，2019，42（5）：62-65

鄂爾多斯盆地北部（以下簡(jiǎn)稱(chēng)鄂北）油氣資源豐富，截至2016年底華北油氣分公司鄂北氣田（大牛地區(qū)塊、杭錦旗區(qū)塊）天然氣三級(jí)儲(chǔ)量共計(jì)13 686.4×108m3。鄂北致密砂巖氣藏水平井整體規(guī)模化開(kāi)發(fā)始于2011年，形成了以裸眼預(yù)置管柱管外封隔分段壓裂為主的水平井改造工藝技術(shù)，該技術(shù)實(shí)現(xiàn)了完井與壓裂管柱一體化，采用投球方式逐級(jí)打開(kāi)壓裂滑套，縮短了作業(yè)周期，2011～2016年底共計(jì)實(shí)施水平井分段壓裂556井次，實(shí)現(xiàn)了鄂北氣田快速有效建產(chǎn)［1-4］。但受制于工藝自身缺點(diǎn)，在后期生產(chǎn)實(shí)踐中，該技術(shù)存在多級(jí)滑套內(nèi)徑逐級(jí)遞減，不能實(shí)現(xiàn)壓后井筒全通徑；憋壓球不能全部返出，部分滯留井筒而影響后期二次改造（后期作業(yè)需鉆銑滑套，施工成本較高）等問(wèn)題［5-7］。因此，有必要針對(duì)鄂北氣田不同儲(chǔ)層特征，研究適合該地區(qū)的全通徑分段壓裂工藝。

一、全通徑完井及改造模式

1.套管固井完井方式下的分段壓裂試驗(yàn)

2016年以前，鄂北氣田在套管固井全通徑完井方式的基礎(chǔ)上，初步開(kāi)展了可鉆橋塞分段壓裂、固井滑套分段壓裂、水力噴射分段壓裂和連續(xù)油管帶底封分段壓裂4種壓裂工藝技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)［8-10］。由于鄂北致密砂巖氣藏屬于低壓低滲氣藏，鉆井施工過(guò)程中，三疊系劉家溝組地層易漏，防漏堵漏難度較大，二疊系石千峰組和上石盒子組泥巖發(fā)育，山西組和太原組發(fā)育大套煤層。因而，鄂北氣田套管固井完井方式普遍采用三級(jí)井身結(jié)構(gòu)及懸掛尾管固井完井。完井管柱結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 懸掛尾管固井完井示意圖

截止2015年底，鄂北氣田固井完井水平井分段壓裂共試驗(yàn)15井111段，平均單段液量236.5 m3，平均單段砂量25 m3，施工成功率98.2%，平均無(wú)阻流量2.64×104m3／d，平均油壓3.3 MPa，壓后效果不理想。一方面是由于部分固井完井水平井鉆遇顯示較差；另外由于鄂北氣田致密砂巖儲(chǔ)層為低孔、低滲、低壓氣藏，儲(chǔ)層天然能量不足，壓力下降快，采用固井完井與祼眼完井相比，其有效面積相對(duì)較小，且固井過(guò)程中可能會(huì)堵塞井筒周?chē)烊涣芽p或造成二次傷害。因此，針對(duì)固井完井的全通徑改造模式，建議進(jìn)一步優(yōu)化選段技術(shù)和壓裂設(shè)計(jì)參數(shù)，加強(qiáng)多簇壓裂起裂機(jī)理研究，以提高單井產(chǎn)量。

2.裸眼封隔器完井加連續(xù)油管帶底封分段壓裂

綜合裸眼預(yù)置管柱管外封隔投球分段壓裂和套管固井完井連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝技術(shù)特點(diǎn)，創(chuàng)新性提出在裸眼管外封隔全通徑完井方式下，采用連續(xù)油管帶底封分段壓裂的完井和改造工藝技術(shù)體系。與常規(guī)水平井裸眼預(yù)置管柱不同，該模式下的裸眼封隔器完井中不含分級(jí)滑套及球座，在不改變現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)情況下采用裸眼完井增大近井泄氣面積，利于氣體產(chǎn)出，同時(shí)實(shí)現(xiàn)壓后全通徑，利于后期二次改造及排水采氣作業(yè)。

2.1 技術(shù)特點(diǎn)

（1）壓裂級(jí)數(shù)及分段距離無(wú)限制。

（2）一趟管柱完成射孔及壓裂施工，井下工具簡(jiǎn)單。

（3）壓裂施工連續(xù)，不間斷，施工時(shí)間短。

（4）利用連續(xù)油管機(jī)械定位器實(shí)現(xiàn)選段的精確定位，改造針對(duì)性強(qiáng)。

（5）裸眼完井增大近井泄氣面積，可形成多裂縫，“甜點(diǎn)”自選。

（6）完井管柱全通徑，利于后期作業(yè)。

2.2 完井管柱

針對(duì)鄂北氣田儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，采用三級(jí)井身結(jié)構(gòu)及懸掛?114.3 mm套管+裸眼封隔器完井。完井管柱結(jié)構(gòu)如圖2所示。懸掛封隔器與坐封球座之間為若干裸眼封隔器和套管的交替組合，以此實(shí)現(xiàn)各個(gè)目的層段逐級(jí)改造，懸掛封隔器以上回接套管至井口，井內(nèi)管柱與工具內(nèi)徑均相同。

2.3 壓裂工具

連續(xù)油管帶底封分段壓裂工具應(yīng)用于水平井噴砂射孔及環(huán)空加砂壓裂聯(lián)作，能夠依靠連續(xù)油管拖動(dòng)及封隔器多次坐封解封來(lái)實(shí)現(xiàn)不同層段的改造，轉(zhuǎn)層操作靈活快速，作業(yè)周期短。其壓裂井下工具結(jié)構(gòu)為（自下而上）：導(dǎo)引頭+機(jī)械式接箍定位器+封隔器總成+循環(huán)閥+噴槍+扶正器+機(jī)械丟手+連續(xù)油管接頭，整個(gè)工具串與連續(xù)油管連接。

圖2 裸眼封隔器完井管柱示意圖

2.4 工藝流程

（1）將連續(xù)油管帶底封工具串入井后，用機(jī)械定位器定位校深并坐封封隔器。

（2）連續(xù)油管?chē)姌屗娚吧淇鬃鳂I(yè)（一般射孔時(shí)間10 min），并將含砂液頂替出井口。

（3）根據(jù)壓裂設(shè)計(jì)的要求進(jìn)行環(huán)空加砂壓裂，連續(xù)油管補(bǔ)液。

（4）施工結(jié)束后，解封封隔器，上提工具串至下一級(jí)壓裂作業(yè)深度，坐封、射孔、壓裂作業(yè)。

（5）重復(fù)進(jìn)行以上步驟，對(duì)水平井每一級(jí)進(jìn)行逐級(jí)壓裂。

3.配套工藝技術(shù)

3.1 前置酸預(yù)處理技術(shù)

隨著鄂北氣田開(kāi)發(fā)的不斷深入，儲(chǔ)層品位逐年變差，儲(chǔ)層非均質(zhì)性增強(qiáng)，水平段泥巖鉆遇率增加。對(duì)于高泥質(zhì)含量井段，射孔后施工壓力較高，常規(guī)前置液無(wú)法壓開(kāi)地層，采取前置酸預(yù)處理技術(shù)，能夠有效降低近井筒污染和地層破裂壓力［11］，同時(shí)降低近井筒摩阻，保證施工成功率。

結(jié)合鉆井液濾餅雜質(zhì)及儲(chǔ)層基質(zhì)礦物成分分析，形成針對(duì)鄂北氣田儲(chǔ)層特征的前置酸酸液體系（1.5%HF+12%HCl+2%緩蝕劑+1.8% ～2%鐵離子穩(wěn)定劑+2%黏土穩(wěn)定劑+0.3% ～0.5%破乳助排劑）。施工過(guò)程中，通過(guò)連續(xù)油管注入酸液并頂替至射孔段地層附近（單段注入酸量3～5 m3），關(guān)井反應(yīng)30 min后采用小排量試擠直至人工裂縫起裂并延伸。

3.2 連續(xù)油管快速安全轉(zhuǎn)層技術(shù)

3.2.1 工具串防卡技術(shù)

采用連續(xù)油管對(duì)前一段壓裂施工結(jié)束后，轉(zhuǎn)層期間為避免井筒沉砂導(dǎo)致管柱在上提過(guò)程中發(fā)生砂卡等復(fù)雜情況，連續(xù)油管以0.5 m3／min左右的排量注入，能夠有效預(yù)防管柱砂卡。

3.2.2 封隔器重復(fù)坐封技術(shù)

連續(xù)油管帶底封工具串的封隔器采用上提解封、下放坐封的方式能夠?qū)崿F(xiàn)重復(fù)坐封，封隔已壓裂層段，滿足水平井多段壓裂改造。

3.3 水力噴砂射孔技術(shù)

3.3.1 回壓控制技術(shù)

射孔期間，為了避免封隔器解封，通過(guò)控制油套環(huán)空壓力（井口回壓不小于封隔器坐封前5 MPa），能夠保證封隔器坐封。

3.3.2 射孔施工參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)不同噴嘴，設(shè)計(jì)排量0.60～0.85 m3／min，確保射孔速度達(dá)到190 m／s以上［12］，砂濃度120 kg／m3，噴射時(shí)間10～15 min，射孔液量6.0～13 m3，確保射孔成功率。

3.4 壓后快速排液與全井段沖砂技術(shù)

壓裂后排液的原則是既要防止地層出砂，又要盡快的排出壓裂液。鄂北氣田水平井壓裂施工結(jié)束后60 min開(kāi)井，采用?4 mm～?10 mm油嘴（逐漸放大的方式）放噴排液。采取理論與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際相結(jié)合的方式，優(yōu)化出全通徑施工水平井壓后排液制度。同時(shí)為了便于后期排水采氣，全通徑水平井壓后在油壓、排液穩(wěn)定后更換?60.3 mm生產(chǎn)管柱，并沖砂至人工井底。

二、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

1.壓裂施工概況及效果

截止2016年12月，裸眼封隔器完井加連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝在大牛地氣田和杭錦旗區(qū)塊應(yīng)用17井141段，綜合施工成功率98.6%，其中大牛地氣田應(yīng)用7井54段，平均單段液量304 m3，平均單段砂量35.9 m3，施工成功率100%；杭錦旗區(qū)塊應(yīng)用10井87段，平均單段液量395.3 m3，平均單段砂量43.1 m3，施工成功率97.8%。

大牛地氣田7口井完成試氣井壓后平均油壓5.3 MPa，平均無(wú)阻流量4.79×104m3／d，略高于同層位井全年平均無(wú)阻流量4.53×104m3／d；杭錦旗區(qū)塊10口井完成試氣井壓后平均油壓14.7 MPa，平均無(wú)阻流量17.13×104m3／d，高于同層位井全年平均無(wú)阻流量13.5×104m3／d。

裸眼封隔器完井加連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝壓后采用油管沖砂，與常規(guī)預(yù)置級(jí)差滑套分段壓裂工藝相比，可實(shí)現(xiàn)壓后全井段沖砂至人工井底，井筒內(nèi)沖砂量為預(yù)置級(jí)差滑套工藝的2倍以上（表1），有利于水平井后期的排液采氣，部分井油壓與產(chǎn)氣量較沖砂前明顯升高。

表1 預(yù)置級(jí)差滑套與裸封+連油工藝沖砂效果對(duì)比

2.壓裂施工曲線分析

2.1 裂縫正常擴(kuò)展類(lèi)型

此類(lèi)壓裂曲線表現(xiàn)為施工過(guò)程中，壓力基本保持平穩(wěn)或緩慢下降（圖3），共計(jì)132段，占總施工段數(shù)的93.6%，這些層段砂體較純，泥質(zhì)含量較低，壓裂施工過(guò)程中人工裂縫能夠正常起裂和擴(kuò)展，形成主縫后不斷向儲(chǔ)層深部延伸。

圖3 裂縫正常擴(kuò)展類(lèi)型壓裂施工曲線

2.2 壓力逐漸上升類(lèi)型

此類(lèi)壓裂施工曲線在前期低砂比階段壓力基本正常，但進(jìn)入中高砂比段后，壓力爬升較快（圖4），共計(jì)7段，占總施工段數(shù)的5.0%。此類(lèi)情況的處理措施為降低砂比和排量，若壓力繼續(xù)上升，則迅速停止加砂，直接頂替，頂替到位后完成本段施工。分析原因可能為壓裂液濾失增大，縫寬不足，導(dǎo)致高砂比時(shí)裂縫進(jìn)砂阻力增加。

2.3 造縫困難，放棄加砂類(lèi)型

此類(lèi)壓裂曲線在水力噴砂射孔后多次試擠無(wú)效，替酸后壓力仍居高不下，多次超限壓，造縫極為困難（圖5），故放棄本段施工，直接轉(zhuǎn)入下一段壓裂。統(tǒng)計(jì)共2段，占總施工段數(shù)的1.4%。原因可能為該層段泥質(zhì)含量較高或鉆井液污染嚴(yán)重，導(dǎo)致地層起裂困難。

圖4 壓力逐漸上升類(lèi)型壓裂施工曲線

圖5 造縫困難放棄加砂類(lèi)型壓裂施工曲線

三、認(rèn)識(shí)

（1）鄂北氣田致密砂巖氣藏整體表現(xiàn)為低滲、低孔、低壓，儲(chǔ)層天然能量不足，壓力下降快，采用固井完井的全通徑壓裂改造效果較差，建議進(jìn)一步優(yōu)化選段技術(shù)和壓裂設(shè)計(jì)參數(shù)，加強(qiáng)多簇壓裂起裂機(jī)理研究，以提高單井產(chǎn)量。

（2）裸眼封隔器全通徑完井加連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝既具有裸眼完井泄氣面積大，“甜點(diǎn)”自選等優(yōu)點(diǎn)，又能實(shí)現(xiàn)壓后井筒全通徑和全井段沖砂，利于后期排液采氣和二次作業(yè)。

（3）裸眼封隔器全通徑完井加連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝?yán)塾?jì)應(yīng)用17井141段（截止2016年12月），施工成功率98.6%，通過(guò)不斷完善配套工藝技術(shù)，初步形成了適用于鄂北致密砂巖氣藏的水平井全通徑改造模式，具有較好的推廣應(yīng)用價(jià)值。